Negen offshoreconversieplatforms laat netbeheerder TenneT bouwen. De installaties moeten de windparken in de Duitse Noordzee aansluiten op het bestaande hoogspanningsnet. De eerste twee grote exemplaren staan al in zee, maar de ontwikkeling van de windparken gaat minder snel dan gepland. ‘We moeten oppassen voor een overschot aan transportcapaciteit.’

Driftig gebarend schetst de in een blauwe overall geklede Indonesische werkman een minimalistische bouwtekening op de grond. Zijn collega in wit werkpak bekijkt het schetsje, pakt het krijtje over en krabbelt er nog iets bij. Een woordenwisseling in het Indonesisch volgt. Nog enkele schetsjes verder is het werkoverleg klaar, staan de twee mannen op en klimmen ze een steiger op. Vier ladders hoger bevinden ze zich op de onderste liggers van een enorme staalconstructie met zes pijlers.

De poten van het gele gevaarte – de fundering van een offshoreplatform in wording – torenen met ruim 50 m hoog boven de scheepswerf Drydocks World in Dubai uit. De tientallen lassers lijken zich niet te storen aan de brandende zon, de temperatuur van 38 °C en de hoge luchtvochtigheid; er wordt stevig doorgewerkt. ‘Indrukwekkend, niet?’, zegt TenneT-CEO ir. Mel Kroon, terwijl hij over de plankiers van de tijdelijke omgang net onder de top van een van de poten loopt. Vanaf deze hoogte is de omvang van de scheepswerf goed te zien: in de droogdokken en langs de kades ligt een dozijn grote zeeschepen. De tankers, containerschepen en ook enkele FPSO’s (floating production, storage and offloading), grote schepen voor de productie van olie of gas in diep water, doen Dubai aan voor een onderhoudsbeurt of reparatiewerk; Drydocks World is gespecialiseerd in conversie- en reparatiewerk. Nieuwbouwklussen, zoals de bouw van de gele draagconstructie, vormen een nog relatief nieuw werkveld.

Geen standaardwerk

Ook voor netbeheerder TenneT is de bouw van offshoreplatforms nog geen standaardwerk. De Nederlandse netbeheerder bouwt traditioneel hoogspanningslijnen- en kabels, transformatorstations en schakelinstallaties op het vasteland. Sinds 2010 heeft de organisatie naast het Nederlandse net een groot deel van het Duitse hoogspanningsnet onder zijn hoede en door deze buitenlandse investering moet het concern nu ook op zee aan de slag.

Berlijn maakt namelijk ernst met de verduurzaming van de energievoorziening. Naast zonnepanelen, die op vele duizenden Duitse daken prijken, zetten energiebedrijven stevig in op windenergie. Dankzij een aantrekkelijk subsidiebeleid en degelijke politieke steun verloopt de Energiewende in ijltempo: eind 2012 bedroeg het geïnstalleerd windvermogen 31 308 MW, terwijl Nederland op hetzelfde moment op slechts 2391 MW zat. Het merendeel van de Duitse turbines staat op het vasteland, maar Berlijn wil ook de Noordzee vol zetten met molens. Over tien jaar moet er 13 000 MW aan windturbines in het Duitse deel van de Noordzee staan. Ongeveer 90 % van de geplande parken ligt in de regio die TenneT beheert. En anders dan in Nederland, waar de ontwikkelaar van een offshorewindpark ook verantwoordelijk is voor de aansluiting met de wal, is in Duitsland de netbeheerder wettelijk verplicht om windmolens op zee met het vaste net te verbinden. Dat betekent dus een berg werk voor TenneT. Kroon: ‘Het mooie is dat Nederland straks kan profiteren van de kennis, kunde en ervaring die wij nu in Duitsland met dit soort grote offshorewindprojecten opdoen.’

Gelijkspanning

De eerste stappen zijn al gezet. Het offshoreplatform Alpha Ventus is al sinds 2009 in bedrijf. Met een maximale capaciteit van 60 MW is dit echter een kleintje. Bovendien maakt Alpha Ventus gebruik van wisselspanning. ‘Voor grotere vermogens en vooral voor het overbruggen van grotere afstanden is gelijkspanning eigenlijk de enige optie voor het verbinden van windparken met het vaste hoogspanningsnet’, vertelt Kroon. Alleen met gelijkspanning zijn de transmissieverliezen bij gebruik van onderzeese kabels acceptabel laag te houden, terwijl bovendien relatief kleine kabeldiameters volstaan (zie kader ‘Conversie met koude start’).

Deze HVDC-technologie (high voltage direct current) wordt al op grote schaal toegepast. Ook TenneT heeft een aantal gelijkstroomverbindingen ontwikkeld. De NorNed-verbinding tussen Nederland en Noorwegen en de BritNed-aansluiting tussen de Maasvlakte en het Britse Kent maken bijvoorbeeld gebruik van HVDC-technologie. Maar bij deze verbindingen staan de omvangrijke conversiestations veilig op het vasteland. Voor de aansluiting van offshorewindparken staat één van de twee conversiestations in zee en dat brengt extra uitdagingen met zich mee.

Offshore installeren

TenneT heeft inmiddels twee HVDC-platforms in het Duitse deel van de Noordzee staan. BorWin alpha heeft een capaciteit van 400 MW en is sinds 2010 in bedrijf. Van het bijbehorende windpark BARD Offshore 1 is inmiddels ruim de helft van de uiteindelijke tachtig turbines geïnstalleerd. De tweede HVDC-installatie, DolWin alpha genaamd, is in augustus geïnstalleerd. Hoofdaannemer ABB liet de installatie bouwen door Heerema Fabrication Group in Zwijndrecht. Het bleek echter niet mogelijk om alle componenten in Zwijndrecht te installeren in verband met de massa van het platform. De 62 m lange, 42 m brede en 42 m hoge blokkendoos zou met 9300 ton te zwaar worden voor ’s werelds grootste kraanschip, de Thialf van Heerema Marine Contractors. Daarom werd besloten om één van de transformatoren offshore te installeren.

DolWin alpha heeft een maximale transmissiecapaciteit van 800 MW en is daarmee tot op heden het grootste offshore-HVDC-platform ter wereld. Ondanks het grote vermogen en de forse massa is het reusachtige platform goeddeels leeg, blijkt tijdens een bezoek aan het platform korte tijd voor de installatie. ‘Het platform heeft een relatief groot volume in verband met de hoge spanningen’, legt Kroon uit. ‘De spanning wordt verhoogd tot 400 kV. Om te voorkomen dat er vonken overslaan, moet er veel ruimte zitten tussen de apparatuur en de wanden.’ De afmetingen van DolWin alpha zijn daarom gemaximaliseerd om een zo groot mogelijk volume te krijgen. Hierbij was de Botlekbrug de limiterende factor, want op zijn reis vanuit Zwijndrecht naar de Noordzee moest het platform deze hefbrug passeren. Veel speling was er niet: aan weerszijden en aan de bovenkant resteerden minder dan 1 m.

Suezkanaal

Ook de gele pijlers in Dubai zijn straks onderdeel van een HVDC-platform. DolWin beta heet de installatie die hoofdaannemer ABB bij Drydocks World laat bouwen. Het concept van dit platform wijkt enigszins af van de bestaande HVDC-installaties in de Noordzee, die op afzonderlijk geïnstalleerde jackets rusten. De zes poten van DolWin beta worden namelijk een integraal onderdeel van het platform. De topsides worden na de zomer op het drijvende ponton met zes poten geplaatst. Hierna wordt het complete platform door het Nederlandse maritieme transportbedrijf Dockwise naar Noorwegen gebracht. Anders dan bij DolWin alpha zijn de afmetingen van DolWin beta niet bepaald door een infrastructureel kunstwerk. Dockwise zal zelfs helemaal rond Afrika varen met het om het Suezkanaal te  mijden. ‘Met een lengte van 100 m bij 74 m breed is de installatie zo groot dat het niet door het Suezkanaal past. Het platform is dan ook een stuk groter dan zijn voorganger’, vertelt ir. Rik Stapel, projectmanager Platform DolWin beta bij TenneT, terwijl hij zijn fiets langs een kade in Dubai parkeert, het zweet van zijn voorhoofd wist en een paar teugen water drinkt.

Stapel is goed thuis op de werf; hij vliegt om de paar weken voor overleg en inspectie van de voortgang naar Dubai. ‘Hier komen uiteindelijk de transformatoren te staan, die de spanning verhogen van 155 kV tot 400 kV’, legt Stapel uit, nadat hij vanaf de wal in een deel van het casco van DolWin beta is gestapt. ‘En daar in de hoek zijn de buizen zichtbaar waarlangs de onderzeese stroomkabels het platform binnenkomen.’ De topsides worden dit najaar op het drijvende ponton met zes poten geplaatst. Eind van het jaar vertrekt DolWin beta vanuit Dubai richting Europa.

Laag stenen

Het platform is dan nog niet klaar voor plaatsing in de Noordzee en maakt een tussenstop in Noorwegen, waar hoofdaannemer ABB het leeuwendeel van de HVDC-apparatuur en transformatoren aan boord zal plaatsen. Volgend jaar zomer wordt het platform vervolgens naar de definitieve locatie in de Noordzee gesleept. Deze plaats is dan al onder handen genomen door baggeraar Boskalis: het bedrijf voorziet de bodem van een laag stenen, die moet voorkomen dat het zand rond het platform wegspoelt.

‘Ter plaatse laten we het zespotige ponton deels vollopen met water, waardoor het platform op de zeebodem komt te rusten’, legt Stapel uit. ‘Daarna wordt de stalen constructie gevuld met 52 000 ton gravel, zodat het geheel stevig op de bodem staat.’ Het kan namelijk spoken op de Noordzee en beweging moet in verband met de kwetsbare elektrische apparatuur tot een minimum beperkt blijven. ‘De hele installatie is ontworpen om een golf die eens in de honderd jaar voorkomt, te kunnen doorstaan. Dat komt neer op een maximale golfhoogte van 17 m.’

Na installatie op zee is het platform praktisch geheel klaar voor gebruik. De onderzeese kabels van 45 km tussen het platform en de wal, de 90 km lange verbinding over land naar het onshore conversiestation bij het Duitse plaatsje Dörpen en het conversiestation zelf moeten tegen die tijd ook volledig klaar zijn. TenneT verwacht Dolwin beta begin 2015 in bedrijf te nemen. Het windpark Gode Wind II, dat het Deense energiebedrijf Dong Energy ontwikkelt, kan dan zijn energie kwijt aan het Duitse net.

Onduidelijk

Onduidelijk is echter wanneer Gode Wind II precies klaar zal zijn. Dong Energy moet namelijk nog een definitief akkoord geven voor de investering en de bouw zal op zijn vroegst in 2015 beginnen. DolWin beta zal dus geruime tijd werkloos in de Noordzee staan. Daarnaast is het de vraag of de volledige capaciteit van 900 MW ooit zal worden benut. Dong Energy kan vooralsnog niet aangeven wanneer het bedrijf de parken Gode Wind III en IV op zal leveren.

Deze onduidelijkheid geldt voor een groot aantal geplande windparken. Het is daarom de vraag of de ambitieuze Duitse winddoelstellingen realiseerbaar zijn. Berlijn wil over tien jaar 13 000 MW aan windturbines in de Noordzee hebben staan, terwijl het totale vermogen van de Duitse offshore windparken momenteel nog geen 1000 MW bedraagt.

Wachten met bouw

De relatief trage start is deels het gevolg van de afwachtende houding van windparkontwikkelaars. Zij wachten liever met de bouw van een windpark totdat de transmissiecapaciteit beschikbaar is. Maar ook het economische klimaat speelt de ambitieuze plannen parten. Het blijkt lastig om financiering te vinden voor de relatief dure windparken. Offshorewind geldt niet als de meest zekere investering, temeer omdat het draagvlak voor de Energiewende enigszins aan erosie onderhevig lijkt. De inzet op duurzame energie vertaalt zich in een hogere energierekening, waarover consumenten en bedrijfsleven steeds vaker morren. De kans bestaat dat het huidige energiebeleid, dat groene stroom subsidieert en voorrang geeft op elektriciteit uit kolen of gas, op de schop gaat.

Ook TenneT vreest voor het ontstaan van een gat tussen planning en praktijk. ‘Er is momenteel 2300 MW aan windparken in aanbouw en in totaal is 2900 MW gefinancierd’, vertelt Lex Hartman, directeur Corporate Development bij TenneT. ‘In Duitsland realiseert men zich inmiddels dat de beoogde 13 000 MW er in 2023 niet zal staan. In het meest positieve scenario zal er over tien jaar 5900 MW aan windparken in de Duitse Noordzee staan. Maar met meer conservatieve aannames blijft het bij zo’n 3700 MW.’

Elf verbindingen

Netbeheerder TenneT heeft echter al een hele serie HVDC-projecten op de rol staan en becijfert de investering de komende tien jaar op 4,5 miljard euro. Naast de reeds werkende platforms en de twee DolWin-projecten heeft het bedrijf de verplichting om voor 2017 nog eens zeven HVDC-installaties in de Noordzee zetten. Dat komt in totaal neer op elf offshoreverbindingen met een gezamenlijke capaciteit van 6200 MW. Er dreigt dus overcapaciteit. TenneT loopt financieel geen risico, want ook wanneer de HVDC-lijnen ongebruikt blijven, ontvangt het bedrijf een vergoeding van de Duitse staat. Maar voor de Duitse belastingbetaler dreigt wel een strop van mogelijk een miljard euro per jaar wanneer de infrastructuur onbenut blijft. Hartman: ‘Wij gaan daarom nu al een dialoog aan met overheden en energiebedrijven om zo tot een betere afstemming te komen. TenneT loopt weliswaar financieel geen risico, maar het is natuurlijk niet de bedoeling dat er over een paar jaar kostbare platforms op zee staan te niksen. Dat vinden wij maatschappelijk totaal onverantwoord.’